Необходимость обезвоживания нефти на месторождениях.

 

Стойкие эмульсии снижают межремонтный пробег работы скважин из-за обрывов штанг в штанговых скважинных насосных установках, а вследствие перегрузок погружного электродвигателя, наблюдаются пробои электрической части установок электропогружного центробежного насоса. Затрудняется процесс сепарации газа и предварительный сброс воды на установках с предварительным сбросом воды. Учитывая, что со временем стойкость эмульсий повышается, это является одной из причин того, что добываемую нефть необходимо обезвоживать как можно раньше с момента образования эмульсий, не допуская ее старения. Поэтому целесообразно проводить обезвоживание нефти не месторождениях.

Транспорт обводненной нефти удорожается не только из-за перекачки дополнительных объемов содержащейся в нефти воды, но и вследствие того, что вязкость эмульсии зависит от содержания в ней воды и значительно выше, чем вязкость чистой нефти.

Вместе с водой при обезвоживании из нефти удаляются соли, растворенные в воде, механические примеси, являющиеся причиной коррозии и загрязнения трубного пространства теплообменных аппаратов на нефтеперерабатывающих заводах.

Окончательная, более глубокая очистка нефти от пластовой воды, солей и механических примесей осуществляется в процессе обессоливания путем интенсивного перемешивания обезвоженной нефти с пресной водой, а образовавшуюся эмульсию разрушают.

 

 

3.4.Понятие о реагентах-деэмульгаторах нефтяных эмульсий. Устойчивость нефтяных эмульсий определяется образованием на поверхности капель дисперсной фазы абсорбционных оболочек с высокой структурной вязкостью. К веществам, способным образовывать такие оболочки в эмульсиях типа вода в нефти, относятся смолы, асфальтены, высокоплавкие парафины.. Состав защитных слоев нефтяных эмульсий различен. Кроме основных стабилизаторов — смол и асфальтенов — в них входят: соли нафтеновых кислот и тяжелых металлов; микрокристаллы парафина и твердые частицы минеральных и углистых суспензий, порфириты и их окислы, содержащие тяжелые металлы и т. д. Эти защитные слои на поверхности капель препятствуют уменьшению толщины пленки при сближении капель и тем самым предотвращают процесс их слияния. Для того чтобы осуществить процесс расслоения устойчивой нефтяной эмульсии, необходимо устранить структурно-механический барьер на поверхности капель со стороны дисперсионной среды. Разрушить такой барьер можно только введением в систему поверхностно-активных веществ (ПАВ), именуемых реагентами-деэмульгаторами. При введении реагента-деэмульгатора в нефтяную эмульсию на границе раздела фаз нефть — вода протекают следующие процессы. Молекулы реагента-деэмульгатора, обладая большей активностью, чем природные стабилизаторы нефтяных эмульсий, вытесняют последние с границы раздела фаз нефть - вода. Образующиеся на их месте абсорбционные слои из молекул деэмульгатора практически не обладают заметными структурно-механическими свойствами, что создает возможность для слияния капель воды при их контакте друг с другом. Адсорбция молекул реагента-деэмульгатора на поверхности капель снижает межфазное натяжение на границе раздела нефть-вода, что улучшает при дополнительном воздействии на капли, их взаимное слияние. Таким дополнительным воздействием может служить электрическое поле, под действием которого капли воды поляризуются и притягиваются друг к другу противоположно заряженными полюсами. Для облегчения сближения капель применяют подогрев эмульсии, благодаря чему снижается вязкость нефти, и скорость движения капель воды при их сближении возрастает. Реагенты-деэмульгаторы, используемые для разрушения нефтяных эмульсий, подразделяют на две группы: ионогенные и неионогенные. Ионогенные деэмульгаторы в водных растворах диссоциируют на ноны. В зависимости от того, какие ионы (анионы или катионы) являются поверхностно-активными, ионогенные деэмульгаторы подразделяются на: анионактивные и катионактивные. Неионогенные деэмульгаторы не диссоциируют на ионы в водных растворах. Ионогенные деэмульгаторы, такие как нейтрализованный черный контакт (НЧК) и нейтрализованный кислый гудрон (НКГ), применявшиеся ранее для подготовки нефти, имеют существенные недостатки: - при взаимодействии с пластовой водой образуют твердые вещества, выпадающие в осадок (гипс, гидрат окиси железа и др.), - являются эмульгаторами для эмульсий типа нефть в воде, что ухуд­шает качество воды, - имеют большой удельный расход (0, 5—3 кг/т). Поэтому ионогенные деэмульгаторы в настоящее время почти не используются. Неионогенные деэмульгаторы синтезируют на основе продуктов реакции окиси этилена или окиси пропилена со спиртами, жирными кислотами и алкилфенолами. Удлинение оксиэтиленовой цепи повы­шает растворимость деэмульгатора в воде за счет увеличения гидрофильной (водорастворимой) части молекулы. Если заменить окись этилена окисью пропилена, то можно существенно повысить раство­римость деэмульгатора в нефти, не нарушая его гидрофильных свойств. Неионогенные деэмульгаторы не взаимодействуют с растворенными в пластовой воде солями металлов и не образуют твёрдых осадков. Удельный расход их значительно ниже, чем ионогенные (5—50 г/т). Новые деэмульгирующие материалы не чистые вещества, а смесь полимеров разной молекулярной массы с различными гидрофобными свойствами. Поэтому они обладают гораздо более широким диапазоном растворимости в различных нефтях или в пластовых водах различной минерализации. Неионогенные деэмульгаторы подразделяются на водорастворимые и маслорастворимые (нефтерастворимые). Подбор деэмульгатора осуществляют в зависимости от эмульсионности нефти и эффективности реагента.

3.4.1.Технология применения деэмульгаторов в процессах промысловой подготовки нефти.

С появлением надежных и точных дозирующих насосов на месторождениях наибольшее применение нашла подача неразбавленного реагента. Для этого требуются несложные установки, состоящие в основном из небольшого дозировочного насоса и бачка с чистым реагентом. Специальных устройств для смешения в виде лабиринтов в трубах или смесителей не требуется — за счет турбулентности потока до поступления смеси на установку достигается ее хорошее перемешивание.
Если проба эмульсии, взятая непосредственно перед поступлением на установку по подготовке нефти, разрушается без дополнительного встряхивания, это значит, что перемешивание реагента произошло полное и место подачи его в поток выбрано правильно. Если же для достижения видимого разрушения эмульсии необходимо встряхивание, это указывает на недостаточное перемешивание реагента с эмульсией, а также на то, что место ввода его в линию необходимо отнести дальше от установки подготовки нефти. Хотя традиционное место ввода деэмульгатора – установка промысловой подготовки нефти, но высокая эффективность ранней обработки водонефтяной эмульсии стимулирует подачу химического реагента непосредственно в скважину. Однако при этом необходимость химической обработки скважинной продукции, поступившей на установку, не исключается, но суммарный расход реагента снижается, а эффективность процесса повышается. Ввод деэмульгатора в обеих точках осуществляется в этом случае одновременно, т.е. использование скважины как объекта ввода деэмульгатора не исключает необходимости химической обработки на установке. Непосредственно в скважины реагент может подаваться на забой через затрубное пространство или в выкидную линию. Процесс ввода деэмульгатора на забой скважины с целью предотвращения образования стойких нефтяных эмульсий получил название внутрискважинной деэмульсации. При газлифтной эксплуатации скважин наиболее целесообразно подавать реагент вместе с рабочим агентом. Для этой цели химический реагент с помощью дозировочного насоса вводят в газовую линию. В настоящее время в зависимости от конкретных условий нефтяных месторождений и от принятой системы сбора реагент вводится:

- в поток на скважинах;

- на групповых замерных установках;

- дожимных насосных станциях;

- установках предварительного сброса воды;

- на центральных пунктах перед установкой подготовки нефти.

Наибольшее распространение получила схема подачи деэмульгатора, сочетающая в себе два процесса:

1. предварительное обезвоживание с доведением остаточной воды в нефти до величины не более 10%;

2. глубокое обезвоживание и обессоливание, после которого содержание остаточной воды не более 1, 0%.

В связи с этим реагент подается в первом случае перед узлом сепарации на установке предварительного сброса воды (УПСВ), а во втором непосредственно перед установкой подготовки нефти. Подача реагента осуществляется с помощью дозировочных установок.

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. III. ОСНОВЫ ГЕОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА
2. VШ. ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ
3. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
4. Гетероатомные соединения нефти
5. Глава 2.0. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ, ГАЗОВ И ПЛАСТОВЫХ ВОД
6. Глава 5.0. Понятие об обезвоживании и обессоливании нефти. Методы обезвоживания и обессоливания нефти.
7. Глава 6. Технологические схемы обезвоживания и обессоливания нефти.
8. Давление насыщения нефти газом - давление, при котором определенный объем газа находится в растворенном состоянии в нефти.
9. Деструктивные методы переработки нефти и нефтепродуктов
10. Добыча нефти и газа. Газлифтная эксплуатация скважин.
11. Добыча нефти и газа. Насосная эксплуатация скважин.
12. Залежи нефти и газа и их параметры.